天然气价格走势分析_天然气价格曲线分析表

2024-07-14 20:13:52

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2.天然气有关知识，求高手

3.一方天然气是多少斤

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5.有关能源价格风险管理资料和论文

6.天然气水合物评价预测及潜力

7.典型天然气管道因素分析

天然气价格走势分析_天然气价格曲线分析表

城市燃气化已成为改善城市环境的重要标志之一，由于我国油气田的大量开，促进了城市燃气化的进程。然而过去已有燃气供应的城市设备落后，跟不上发展的需要，更缺少有效的管理经验，而一些新启动的管道供气单位也存在着一些管理上的弊病，运营中造成巨大的亏损，有的城市每年竟有亿元之巨的大额亏损，这又给燃气的发展带来了忧虑。没有煤气急着上煤气，一旦开栓供气在经济上又给城市背上了沉重的负担。显然只用提高供气价格来补偿亏损是不可行的方法，应找出原因，通过先进的科学管理手段改变这一现状。

从亏损原因看，大致可有以下几方面

首先是收费管理方面。目前收费均以到户抄表为主，虽各城市取了一些改进措施，但收费流失仍很严重，现在多数城市缺少完善的计量体系，没有可靠的区域计量、管区计量的手段，实际上只能以用户终端计量作为收费依据，收多少算多少，对收费流失难以估算，由于用户多，也难以复查管理。

其次是管路漏失的损失。对于一些年久失修的供气管线，往往管线漏失也不可忽略。

最后是计量仪表方面。这几方面综合起来，计量是亏损的主导方面，前边两方面管理落后以及不能及时发现管线漏失都与有效计量有关。本文将从燃气收费计量仪表的现状和存在问题分析，介绍一种新型的智能化仪表，以期能对解决目前困扰燃气计量的一些问题有所帮助。

一、管道燃气计量的现状

城市管道燃气包括天然气及人工煤气两大类，用气对象主要是居民生活小流量用气和一些工厂、宾馆等较大流量的企业用气。对于居民生活用气，目前普遍用膜式容积式计量表，它可以直接给出用气的累积量，按量收费。这种仪表已有百年以上历史，有这么强的生命力主要它具有一些独特的优点。首先是结构简单，工作可靠，不易被偷气，计量中不用电，减化了仪表的使用，不受停电干扰。最后是价格便宜，虽然精度不够高，但供需双方也都能接受，对燃气公司，仪表的正负偏差，可使盈亏基本持平。由于上述原因，当今虽已进入计算机管理的信息化时代，这类仪表目前在国内外还在大量应用，有些改进也往往在收费管理上作了一些工作，仪表基本未变。

上述仪表仅适用于小流量的计量，在流量增大时为提高仪表的工作容积，已使仪表箱增大很多。尽管这样仍不能满足较大流量的计量，因此人们开始转向选用工业用气体流量计。

工业气体流量计发展历史较久，品种也较多，但经过一段探索发现工业气体流量计也很难完成燃气计量的需要。其中问题主要有以下几点。首先是对于气体流量的计量在工业中也属于一个难题。工业中液体流量计量要较气的计量可选的方法更多些，如经常使用的电磁流量计、超声波流量计等。虽超声波流量计从原理上可以进行气体测量，但难度要大很多。进几年国外推出可测气体的超声流量计，但造价极高，要几十万元一台，这很难大量推广应用。其它一些工业流量计由于在工业中更多的在控制工业流程中应用，流量都有一个变化的范围。对于这些流量仪表直接用来燃气计量收费，还存在很多问题，例如一个差压式流量计（如孔板、弯管、阿牛巴流量计等）一般它可测流量的上、下限比值（量程比）仅为3：1，在下限以下的流量不能准确计量或不能实现计量。燃气供应是一个峰谷值很大的对象，对于小流量的流失，不能被燃气管理部门所接受。

进几年在国内外推出了热式气体质量流量计，从其特性看，可以适应小流量测量，可以从很低的流速测起，但由于原理限制，在大流量时的灵敏度很低，而且大流量时由于相对误差增大使总量误差相当大。除此之外，燃气成分变化直接影响流量的测量，这样当流量增大时由于仪表灵敏度下降及燃气成分的变化可造成相当大的误差。其次由于仪表需实流标定，标定成本高，仪表的售价也相当高，一台50mm口径的仪表售价约为6?/FONT7万元，这给管网上大量应用也带来了困难。

可以用来测量燃气流量比较成熟的仪表还有孔板流量计，这种流量计是国际上唯一不用实流定标，可以通过计算实现流量计量的仪表。而且我国也根据国际标准结合我国的情况制定了自己的国家标准，由于可不必实流标定给推广带来了极大的方便，但要求使用时要严格符合标准规定偏离标准要进行修正。但由于不可知的偏离和安装使用中存在的问题，将会带来很大的不确定性。因此使用中要十分注意。另外一个问题就是量程范围问题，按标准规定只允许使用在3：1的量程范围内，这又给流量变化范围较大的管线带来困难。为此，在国内外都有并联多条管路使用的先例，即把一个大口径输送管分解成几个稍小口径的管路并联，在流量大时几根管道并联供气，在流量减小时可自动（或人工）闭掉几路，这样就可以根据管路的多少，来降低下限可测流量。一般用计算机自动控制阀门开关，由于阀门动作频繁，可靠性、寿命成了关键问题。大口径自动阀门价贵也给用户用带来困难。

其它工业用流量计还可选用涡街流量计，它属流体振动式流量计，管道内设有专用的固定件作为漩涡发生体，在流动气体中，其流速将正比于产生漩涡的频率，属速度式流量计，这种流量仪表在近10--20年内发展很快，主要是这压力损失少，工作可靠，结构简单，测量结果不受气体成份密度变化影响，精度较高一般可达±1%的不确定度，用于煤气测量可以用空气标定，标定成本较低。缺点是一般抗振动干扰能力差，尤其是小流量或零流量时有时输出很大的虚信号。其次，虽然量程比比差压式流量计大，一般下限不可测流速也达（4--5）m/s左右，这种仪表对防止小流量流失也无能为力。

此外，还有一些带有可动或旋转运动的容积式流量计和速度式叶轮流量计，它们品种繁多，也可保证一定精度，但由于有可动部件影响可靠性和寿命。在口径较大时，造价高，或改用插入式又将大大降低精度，所以也未被广大用户所认可。

二、提高燃气计量的科学性和合理性

在燃气计量管理中一个值得注意的问题是计量结算的科学合理性，当前我国城市管道煤气计量普遍用容积计量，即按使用燃气的容积来收费，这种方法除了受燃气的压力、温度影响外，对燃气的质量没有约束。目前国际上较先进的计量方法已过渡到质量计量和热值计量。质量流量的计量克服了压力、温度的影响，而热值计量更与供气燃烧发热值相联系。由于技术等原因，目前我国直接进入热值计量还有一定难度，但对用气量较大的单位应考虑向质量计量或热值计量靠拢。在实际应用中供气压力可变动很大，尤其是设立调压站的用户，压力一般可根据需要设定，其范围变化也较大，根据建设部制定的“城镇燃气设计规范”中规定，不同燃气用户所用的压力相差很大，工业用户及单独锅炉房允许最高压力为0.4MPa，公共建筑及居民用户由低压进户和中压进户不同压力分别为0.005和0.2 MPa。在这样大的压力范围内，压力波动在10?0%，是完全可能的，此时引起体积流量变化也接近上述压力变化值，由此造成的计量误差远超出一般计量仪表的允许误差。为此对一些部门加装了温度、压力补偿装置，以便推导出瞬时质量流量（N m3/h）再进行累计，使计量更加合理，但由于增加了计量的配套设置（温度、压力传感器、变送器及流量积算仪）使装置成本有很大提高，影响了质量流量的推广。由于上述原因也将造成显着的整体计量误差。

应当指出目前由于用的计量手段所用单位不一致，也导致了供差率计算的难度。一些终端仪表用没有作过压力、温度修正的体积流量值，而在作总供量管理部门（或监测点）测出的流量值是在另外一个温度、压力状态下的体积量，这两个总量肯定存在很大差值。

三、智能式全量程燃气流量计

前边已介绍热式质量流量计，它对小流量极为敏感。有如图一之特性曲线a，在流速增高时特性很快饱合，灵敏度下降，使测量精度下降。它不适于大流量测量。而涡街流量计有很好的线性特性，如图一特性b所表示，但它的小流量测量不能再往下限延伸。利用了这两种原理的特性，构成了一个从零开始计量的仪表，被称之为全量程流量计；即在小流量时应用热式原理测量，当流速增大到涡街流量计敏感范围后，再用涡街原理完成大流量测量。保持了涡街测量大流量的优点。两个测量原理在交点p处转换，线性化、自动切换均由单片机完成。最后仪表输出标准状态下瞬时体积流量（Nm3/h）和累积流量（Nm3）。

图一仪表输出特性

仪表的构成方块图如图二所示

图二测量原理方块图

从上面分析可见，本仪表具有以下一些特点

1、可实现燃气的全量程计量。不存在小流量漏失；

2、仪表全量程实现了质量计量。热式流量计本身是直接质量流量计，可给出标准状况下的体积量（可换算成实际质量数），而涡街传感器给出的为工作状态下的体积量，经过温度压力修正后折算出标准状态积流量输出；

3、仪表高度一体化并具有较高精度。在本仪表中根据功能需要设有温度、压力及两个不同原理的流量传感器，再配以相应的变换，运算、处理电路构成一个高度一体化的检测仪表，不但提高了可靠性，简化了仪表系统，减化了仪表的维修且大大降低了仪表系统的成本。仪表除了可输出标准状态下瞬时体积流量和累积流量外，还可根据需要输出介质的压力、温度值。在全部量程内仪表都具有较高的测量精度。具体指标完全可满足国家规定的燃气计量精度要求，本仪表的示值不确定度为：±（0.5%指示值+0.5%满量程值）。其误差分布如图三所示

图三误差分布曲线图

从这个误差分布可看出，在测量大流量时，总误差不超过±1%，在测量小流量时误差相应会减少很多，这是其它仪表所不具备的特性。

4、具有掉电自动保护及防窃气功能。本仪表用市电供电，当电源在不超过8小时正常停电时，本仪表具有保护电源，保证仪表正常计量，不会漏计。如果用户有意拉断电源，超过8小时以后仪表将记录下停电的次数及停电时间及供电时间，给出这个时间记录意味着仪表曾长时间停电，在这个时间内用气量被漏记，在统计收费时可根据具体情况给予罚处。在超出8小时停电，仪表中已存入的累积量不会丢掉，来电后将继续累积。

5、可实现客观抄表或计算机联网。为了减轻抄表工作量和防止个别抄表员不客观抄表造成收费流失，本表开发的同时专门开发了便携式抄表器（数据集器），抄表员只要把抄表器的专门插头接入仪表数据输出口，即可取出存贮于表内的有关数据，其中包括：日期、用户编码，用气量总累积值、停电次数及各次停电、供电时间等。抄表员完成抄表后，即可把抄表器交总收费站收费计算机统一处理。

随着各行业现代化管理的发展，本仪表还可根据用户需要设通讯数据输出口，可以通过有线或无线联网。在不具备条件时，可以用前述方法实现人工联网，即人工集，统一计算机处理，具有灵活的选择性。

本仪表用大小流量分段检测实现全量程计量在国内外尚属首创,已获国家专利,已通过有关计量部门产品测试颁发了产品合格证书及得到了防爆认证。

相信随本仪表的投入使用，将会大大提高供气的社会效益和经济效益，对小区管理及区域计量管理也将会有明显的改善。

天然气分布规律

管道能效指数层级指标，简称T级指标。天然气管道指数层级指标是反映管道能耗管理水平的指标，是综合考虑各相关因素并按照一定算法形成的综合指数性能效指标。天然气管道指数层级指标主要反映管道能效方面的优化程度，由O层级、I层级、E层级能耗指标经过计算得到，可直接用于评价管道的能耗水平，为管道运行管理提供决策支持。天然气管道指数层级指标的具体能耗指标如表4-12所示。

表4-12 天然气管道能效指数层级能耗指标表

1.能效偏差指数

根据历史统计相同季节、相同输量台阶、相近周转量条件下实际生产单耗与平均生产单耗的相对偏差，确定能耗偏差指数。

能耗偏差指数计算公式如下：

油气管道能效管理

式中：εi为报告期生产单耗，kgce/（104t·km）；εi为历史平均生产单耗（根据拟合曲线获得），kgce/（104t·km）;Di为能耗偏差指数，生产单耗与平均生产单耗相对偏差，%。

对于周、月、季能耗数据，可将其折算成平均日能耗数据，根据上式计算出相应的周、月、季能耗指数。

2.能效相对指数

根据历史统计相同季节、相同输量台阶、相近周转量条件下生产单耗的最大值和最小值，计算能效相对指数R。

能效相对指数计算如下：

油气管道能效管理

式中：εi为报告期生产单耗，kgce/（104t·km）；εmax为相同条件下历史最高生产单耗，kgce/（104t·km）；εmin为相同条件下历史最低生产单耗，kgce/（104t·km）;Ri为能效相对指数。

历史生产单耗最大值及最小值的确定：

1）将特定历史生产单耗平均值曲线划分成更小的若干输量范围；

2）找到每个输量范围内的生产单耗最大值及最小值；

3）分别对生产单耗最大值及最小值进行曲线拟合；

4）若所拟合的生产单耗最大值与最小值曲线可将所有能耗点包含其中，则认为所拟合的最大值、最小值曲线为该种特定条件下的生产单耗最大值及最小值；否则，将曲线进行少量平移，直到将所有能耗点全部包含其中为止。由此确定生产单耗最大值及最小值。

3.能量平衡指数

报告期供给输油管道的总能量与有用功的比值。

能量平衡指数计算公式如下：

油气管道能效管理

式中：Qsei为报告期系统内压气站提供给输气干线的能量，MJ;W为报告期内管道消耗的有用功，MJ。

天然气有关知识，求高手

（1）海相盆地油气的基本地质特征

据统计，我国海相沉积岩总面积大于455×104km，其中陆上海相盆地28个（图2-255），面积330×104km，海域海相盆地22个，面积125×104km。

图2-255 中国陆上海相叠合盆地分布图

国家有关部委组织开展的新一轮全国油气评价结果表明，我国海相油气总量为359×108t（油当量），其中原油135×108t，天然气22.4×1012m3，海相层系石油与天然气探明率仅为6%左右。

在油气成藏研究领域，多年来形成的主要成藏理论有源控成藏、相控成藏、构造控制成藏理论。国外在20世纪80年代末期发展了“压力封存箱”成藏理论，90年代又进一步提出含油气系统理论（L.B马贡等，1998）和成藏动力学理论。大量的研究和勘探实践结果表明，中国海相盆地油气分布主要的控制因素多而复杂，不是已有的成藏理论能够解释的，具有独特的特征。

1）盆地发育早、地块小、演化复杂、构造改造剧烈。中国陆上是以中朝、扬子、塔里木3个古板块为核心，中国古生代海相盆地是在众多稳定陆块的基础上发育起来的，集合20多个微板块或地块，经过漫长的地史演化逐渐拼合形成的。

中国陆上海相盆地多发育在古生代—中生代时期。中生代晚期到新生代，由于造陆运动强烈，特别是从第三纪以来的喜马拉雅运动的强烈活动，使得中国陆上地区缺乏（青藏地区古特提斯构造域除外）海相沉积，多数盆地以陆相沉积为主。

海相叠合盆地在其构造演化历史中，从元古宙以来，经历了晋宁、加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅六大构造阶段，早期以造陆为主，晚期造山作用强烈。

由于早期盆地相对稳定，中晚期构造强烈，对于油气藏生成、运移和集聚成藏方面，盆地的沉积演化方面，储层的致密化和破裂作用方面等都存在与国外同类沉积盆地特征上的重大区别。

因此，中国海相盆地相对于全球范围来讲主要特征是：盆地发育时期早、烃源岩时代老、稳定地块小、构造活动期次多、晚期构造活动性强烈（表2-64）。这一特征也决定了中国海相盆地成油、成矿特征与国外同类盆地的区别。

表2-64 中国陆上海相盆地与国外同类盆地的成藏条件特征对比

2）主力烃源岩时代老、演化程度较高，经历多次生排烃阶段。全球范围来讲，主要的烃源岩发育时期为中—新生代（图2-256），占总的生成储量的近60%～70%。中国主要海相盆地的烃源岩主要发育在古生代地层中，主要的烃源岩层有寒武系、奥陶系、志留系、二叠系。其中与世界范围内不同的是早寒武世、晚二叠世发育烃源岩。

这些地层时代老，烃源岩演化程度相对较高，如塔里木盆地寒武系烃源岩，目前的Ro主要在1.2%～3.3%之间，目前进入轻质油-裂解气阶段。四川盆地古生界多套主力烃源岩的演化程度达到高成熟—过成熟阶段，Ro值一般都在1.6%以上（图2-257）。

图2-256 世界主要盆地烃源岩层位时代分布

图2-257 四川盆地烃源岩Ro演化剖面

因此，中国主要海相盆地的地层时代老，目前有机质演化程度都较高。

由于多次构造运动，造成盆地多次抬升—剥蚀—沉降，使得主力烃源岩经历了二次、甚至三次生排烃过程（图2-258）。这是中国海相盆地烃源岩具有重要特点之一。

图2-258 中国主要海相盆地沉积演化历史对比

3）海相盆地储层类型多、非均质性强。中国海相盆地中目前发现的油气储层有砂岩、灰岩、白云岩等岩类储层。

A.砂岩储层。滨海滩相砂岩储层、浅海陆棚相砂岩储层、三角洲相（过渡相）砂岩储层、深海浊积相砂岩储层等。主要为致密砂岩储层，储层物性相对较差。主要原因除沉积和成岩因素外，与埋藏深度大、晚期的构造挤压活动（中西部盆地）有密切的关系。

B.灰岩、白云岩储层。主要发现有滩相颗粒灰（云）岩储层、生物礁相灰（云）岩储层、古岩溶型灰（云）岩储层、潮坪相白云岩储层、裂缝性灰岩储层等。

由于盆地的多期构造活动，多数碳酸盐岩储层都经历了表生成岩作用阶段，形成各类发育不均的溶蚀孔洞。另一方面由于构造作用，特别是晚期的强烈构造活动，形成了储层中发育程度不均的裂缝系统，造成储层的非均质性相对较强。

总的来看，中国海相盆地的储层类型多、砂岩储层致密、各类储层非均质性强。

4）海相盆地油气藏盖层类型多以石膏、泥岩、灰岩为主。从Hansr R.Grunau（1987）对世界上已发现的近500个大型油气田的盖层统计结果，世界大型油田的盖层，泥（页）岩占统计总数的60%、蒸发岩占40%；大型气田泥（页）岩占统计总数的66%、蒸发岩占34%。根据国内已发现的海相15个大型油气田的统计，直接盖层为泥岩的占50%，为灰岩的占32%，为石膏等蒸发岩的占18%。显然，中国海相盆地中主要的油气盖层蒸发岩所占比例比国外少近一半。灰岩比例相对较高，以泥岩、灰岩为主。

5）海相盆地已发现的气藏圈闭类型多，以隐蔽圈闭为主。中国海相盆地已发现的油气田中，主要的油气藏圈闭类型有：①构造圈闭（褶皱背斜、断层等作为封堵面），如川东石炭系气藏多数为该类圈闭气藏、鸟山及和田河石炭系砂岩气藏等；②地层圈闭（有不整合面上、下和地层尖灭等类型），如长庆奥陶系马家沟组马五1—2气藏，哈得逊泥盆系东河塘组砂岩气藏等；③岩性-构造复合圈闭，如普光飞仙关、长兴礁滩相气藏、塔中1—4号礁滩复合体气藏等；地层-构造复合圈闭，如磨溪嘉陵江组气藏等；④岩性圈闭，如川东铁山长兴生物礁气藏、大牛地太原组障蔽砂坝砂岩气藏等；⑤缝洞体圈闭，如塔河奥陶系缝洞性油藏等。各类圈闭中虽然构造圈闭所占比例较大，但总的来看复合圈闭和地层、岩性等隐蔽圈闭占的比例较国外同类盆地来讲较高。

6）海相盆地生储盖组合类型多、复杂。由于储盖层的类型多，构成正常式组合、新生-古储-新盖式组合、古生-新储-过渡层-新盖式组合、侧变式生储盖组合、跨越式生储-新盖组合等。多种生储盖组合类型是构成各类隐蔽圈闭的基本因素。

7）海相盆地保存条件总体上分异性强。由于中国海相盆地中烃源岩时代相对较老，成烃期早，油气初次运聚时间早，多期构造活动使得早期油气藏破坏，加上后期构造活动强烈，造山作用发育，如中下扬子地区，造成海相盆地抬升大面积剥蚀、风化，油气的保存条件差。即使在覆盖区的盆地内，由于盖层主要以泥岩、灰岩为主，强烈的构造活动，造成的破裂作用不仅在储层中发育，在盖层中也发育，使部分盖层失去了封盖性，也造成油气从下向上（从盆地深处向浅处及四周）的散失，部分在积聚、部分逸散。而盆地内因抬升幅度的变化、破裂作用发育的差异等，使得各个构造区块保存条件存在较大差异。

（2）海相盆地油气成藏的控制因素

上述海相盆地的特征决定了中国海相盆地中油气成藏地质特征的特殊性。通过归纳得到的主要成藏特殊性如下：

图2-259 海相叠合盆地多元供烃示意图

1）海相深层油气藏形成途径——多元供烃。从已发现的海相油气藏来看，多数油气来源具有多元供烃的特点（图2-259），体现在烃源岩的多元性，单一源岩的少见，多形成混源油气藏。另一方面，存在烃源的多样性，除烃源岩外、供烃源还有早期古油气藏（再次调整运聚的结果）。因此，多元供烃是中国海相盆地油气成藏的主要特点之一，由此决定了油气藏的形成途径不同于一般的（国外）海相盆地（图2-260），这也是中国海相盆地基本油气地质条件所决定的。

图2-260 海相盆地有机质演化成藏的不同途径

2）海相深层油气藏充注期次多、成藏期次多。从典型油气藏的成藏解剖结果来看，多数油气藏在形成过程中经历了多次的充注历史，相应造成的成藏期次也多。如塔中奥陶系油藏根据分析共有7～8次充注过程（赵文智等，2004），相应的主要成藏时期主要有2期。又如威远气藏，研究结果表明有3期油气充注时期（图2-261），对应3个有机质主要成烃期。模拟实验结果表明不同生烃史条件下，样品达到相同的成熟度时，其生烃量并不相同；多次不连续生烃累计生烃总量始终大于连续生烃量（图2-262）。因此，海相盆地多期构造活动，造就了多次不连续生烃和油气充注，为成藏提供了丰富的烃源。

图2-261 威远气田油气成藏期

3）海相深层油气藏形成过程中多数经历了“古油藏”阶段。古油藏不仅是多元供烃的烃源基础之一（图2-259、260、261），也是重要的多期成藏的关键成藏期之一。如塔河油田奥陶系油藏，其发现的储量15×108t，其中至少近20%来源于“古油藏”。

4）烃源岩体系控制了油气的宏观分布。烃源岩体系的分布对于叠合盆地中的油气分布具有宏观的控制作用，从成藏特征来看，源控特征清晰。如四川盆地志留系烃源岩主要分布在川东、川东北、川东南地区（图2-263），其控制了上石炭统黄龙组气藏的宏观分布。主要发现的天然气藏主要分布在川东及川东北地区（川东南缺失石炭系）。寒武系有效烃源岩主要分布于川南、川东南地区（图2-264），控制了寒武系洗象池组、震旦系灯影组气藏的分布。

图2-262 烃源岩连续生烃和不连续生烃的生烃量模拟结果

5）沉积相、成岩作用、构造作用控制了储层质量和分布。

A.有利沉积相带控制了孔隙性储层的展布。沉积环境中水动力能量的高低及生物生长方式决定了储层原始孔隙的发育程度。碳酸盐岩储层主要发育在碳酸盐岩台地台内、台缘高能滩相及在此基础上的白云化形成局部连片的孔隙性储层。如塔里木盆地寒武系—奥陶系广泛发育台缘和台内的滩相储层（图2-265），在塔中奥陶系良里塔格组滩相鲕粒灰云岩储层找到大型油藏。还有四川盆地晚震旦世灯影期（图2-266）、寒武纪洗象池期、三叠纪飞仙关期（图2-141）鲕滩灰云岩储层、嘉陵江组及雷口坡组粒屑滩相灰云岩储层等。

图2-263 四川盆地志留系泥质烃源岩等厚图

图2-264 四川盆地寒武系泥质烃源岩等厚图

图2—265 塔里木盆地寒武系—奥陶系高能相带展布图

潮坪相也有利于形成区域性连片的孔隙性储层，如川东石炭系、震旦系灯影组储层、鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组储层等。

台内及台缘的高能环境控制了台内点礁和台缘环礁的分布。如四川盆地上二叠统长兴组礁滩相储层（图2-141），已发现普光、黄龙场、五百梯、云安场等一批生物礁气藏。研究表明，生物礁的发育受控于长兴期沉积相，已发现的生物礁多集中在环开江-梁平海槽的陆棚边缘相。

图2-266 四川盆地晚震旦世灯影期岩相古地理图

B.白云岩化、溶蚀和破裂作用是3种储层的主要建设性成岩作用。白云化作用是形成优质储层的基础之一，灰岩的白云化引起岩石的体积缩小、孔隙度增加；另一方面，在深埋条件下白云石比方解石更易溶解，有利于白云岩孔洞的形成。杨俊杰、黄思静（2000）据实验模拟认为，由于白云石和方解石的温、压效应不同，在表生和浅埋藏温压条件下（低于75℃，20MPa），方解石溶解速率超过白云石。在相对深埋藏条件下（高于75℃，20MPa），白云石溶解速率超过方解石；在100℃，25MPa的温压条件下，微晶白云石的溶解速率是含云灰岩的2倍；另一方面，白云岩比石灰岩更有利于形成裂缝，不仅改善了储层渗流特征，也为流体的运移、溶蚀作用的产生提供了重要通道。因此，在海相储层中连片的孔隙性储层往往与白云化作用有关。在已发现的储层中见有准同生期由于渗滤回流、蒸发泵等机理形成白云岩，也有埋藏白云化等作用形成的白云岩。

溶蚀（或与岩溶作用有关溶蚀）作用是形成优质储层的必要条件之一，海相碳酸盐岩储层中见到的孔型类型80%以上与溶蚀作用有关。可见溶蚀作用是形成优质储层的重要条件。

在已有的研究成果中，见到的溶蚀作用类型有：准同生期的暴露溶蚀作用，溶蚀规模相对较小；表生阶段的大规模溶蚀作用（形成古岩溶型储层）；埋藏阶段的压实水溶蚀、有机酸的溶蚀、H2S的溶蚀（TSR机理）、深层热液（或H2S、CO2）的溶蚀等。

图2-267 塔深1井寒武系岩心溶蚀孔洞和孔隙铸体薄片照片

应该说明，与硫化物有关的深部溶蚀作用，使得溶蚀孔洞发育的埋深远超过人们的想象。例如，塔深1井在埋深7000～8400m的深度上，在温度为160℃，压力为80MPa的环境下，白云岩仍存茌溶蚀孔洞（图2-267），当然这些溶蚀孔洞是在深埋藏条件下形成的还是在其他条件下（如表生期形成保留下来的）形成，还需要进一步研究。

例如，川东北地区飞仙关组储层中的溶蚀孔洞成因与石膏热裂解作用形成的H2S溶蚀有关。前人研究表明（朱光有，2006；张奎华，2006；王一刚，2002；江兴福，2002；王兰生，2002），川东北地区高含硫化氢气藏硫化氢成因主要是受TSR的影响和控制。充足的气源（下伏的多套有效源岩）提供了充足的烃类和较高的古地温使川东北飞仙关组具备了H2S形成（或TSR的发生）的条件。

破裂作用是海相储层常见的特征，重要的储渗空间类型。由于中国海相盆地构造活动期次多，特别是晚期构造活动相对强烈，造成岩石的破裂期次多、类型多、成因复杂，破裂作用相对强烈。破裂作用不仅改善了储层的渗流性质，而且为溶蚀流体运移溶蚀、油气运移等提供了重要的通道作用。如在塔深1井寒武系储层、普光飞仙关组储层见到大量的破裂和沿破裂形成的溶蚀孔（或洞）（图2-268）。

图2-268 塔深1井寒武系储层、普光飞仙关组储层岩心及薄片破裂照片

6）控制碳酸盐岩油气成藏的古风化面——“控藏不整合面”。由于海相盆地存在多期的构造抬升剥蚀作用，形成古风化面。茌这一作用过程中，对碳酸盐岩储层来讲是具有建设性作用的，主要表现在如下三方面：①产生表生期的岩溶作用，形成大面积溶蚀孔洞，是岩溶性储层形成的基本地质条件，海相盆地中加里东期、海西期两期构造运动最为重要；②构造作用产生破裂、风化作用产生破裂，不仅促进了岩溶作用的发生、发展，而且改善了储层的储渗性能；③为油气运移或圈闭（不整合面下）形成提供了条件。因此，重要的不整合面对油气藏的形成具有控制作用。

目前已发现的塔河奥陶系油气藏、长庆气田奥陶系马家沟组气藏、四川盆地威远震旦系灯影组气藏、川东石炭系黄龙组气藏、川东和川南二叠系阳新统缝洞型气藏、川西中坝三叠系雷口坡组气藏储层均属于有不整合面控制的岩溶性储层，形成的油气藏为不整合面下的地层、构造或裂缝系统等圈闭油气藏。

中国三大海相盆地中主要的“控藏不整合面”如下（图2-269）：

四川盆地：震旦系顶、石炭系顶、阳新统顶、雷口坡组顶4个重要的不整合面。

塔里木盆地：寒武系顶、奥陶系顶、志留系顶、泥盆系顶4个重要不整合面。

鄂尔多斯盆地：奥陶系顶面为重要的不整合界面。界面的抬升剥蚀、溶蚀改造达1.5亿年，缺失志留系一下石炭统，形成奥陶系顶面广泛分布岩溶岩和不同的古岩溶地貌景观。

7）大型古隆起带是控制大型油气藏分布的重要地质因素之一。从目前的研究结果看，大型隆起带与油气成藏的关系主要体现在如下六方面：①古隆起带控制了油气的早期运聚，可以形成古油气藏，今油气藏则在古油气藏的基础上通过后期构造的改造、调整而成，为油气藏的最终形成奠定了基础；②大型隆起带往往是大型油气圈闭的形成地带，可以是构造的、披覆的、地层或岩性的，也可以是复合类圈闭，为油气集聚提供了有利场所；③大型隆起带形成的古风化壳是重要的油气运移通道；④大型隆起带边缘常与生烃洼陷（凹陷）相接，生成的油气利于通过隆起带边界斜坡、断裂（常常发育的边界断裂）运移到隆起带低势聚集；⑤大型隆起带往往是上覆地层沉积变化带，对于海相砂岩来讲，经常出现滨、浅海滩相砂岩沉积。而对于碳酸盐岩沉积来讲，经常是沉积坡折带的分布地区。因此，控制了上覆地层储层的形成；⑥大型隆起带下伏地层，如果是碳酸盐岩等可溶岩，则经常因表生期岩溶作用，形成岩溶性储层。

图2-269 中国西部主要海相盆地主要构造运动和海平面升降曲线剖面

塔里木盆地各个时期的大型隆起带（图2-270）主要有：塔中隆起带、塔北隆起带和塔南隆起带。其中除塔南隆起带外，塔北、塔中均为古生代以来继承发展的大型隆起带，其控制了奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系下部储层分布，也控制了古生界奥陶系至下石炭统的油气藏分布，目前在海相地层中找到的油气藏，大部分位于这两个大型隆起带内或附近。

图2-270 塔里木盆地构造分区略图

鄂尔多斯盆地古生代的中部隆起带控制了奥陶系岩溶性储层的分布，也控制了奥陶系古岩溶性天然气藏的分布。

四川盆地海相地层中的古隆起带主要有：加里东期乐山-龙女寺、印支期泸州-开江古隆起带。

加里东乐山-龙女寺古隆起带范围大（图2-271），主要位于盆地的西南部。该隆起带从震旦纪末开始逐渐形成，持续发展到二叠系沉积前。核部位于川西南部，轴向近东西，最老剥蚀至震旦系灯影组。古隆起范围约6×104m2（志留系全缺失区面积约3.8×104km2）。控制了震旦系、寒武系、奥陶系储层分布和油气的早期运聚。目前发现的威远、资阳震旦系灯影组、寒武系洗象池组气藏均分布在隆起带东南斜坡地区。

川东北地区印支期开江古隆起对石炭系气藏、三叠系飞仙关组气藏，甚至嘉陵江组气藏具有控制作用（图2-272）。

川南地区泸州古隆起对下三叠统油气运聚有控制作用（图2-272）。

图2-271 四川盆地二叠纪前古地质图

图2-272 四川克拉通盆地印支期古隆起与下三叠统嘉陵江组气藏分布

印支期天井山古隆起控制川西北地区的古生代古油藏分布，也持续影响到三叠系。

燕山期古隆起对前陆层序油气运聚的作用明显（安凤山等，2000）。

8）断裂、特别是早期继承性断裂是控制油气成藏的因素之一。断裂带与油气藏成藏之间的关系是十分复杂的。在已有的海相地层研究成果中，两者之间的关系体现在如下方面：

A.断裂带在形成、活动等的开启时期内是油气运聚成藏的重要通道，对于一些“远源类型”的油气藏，没有该类断裂作为通道存在时，通过其他方式又不能沟通烃源与储层及圈闭，就没有成藏的可能性。这类“控藏断裂”在成藏中的作用至关重要。实际上许多断裂在开启时多数可以作为油气运移通道，但是并非这样的断裂就是“控藏断裂”。“控藏断裂”必须具有其一“沟源”特征，其二断裂与附近的油气藏的成藏具有成生联系。如四川盆地因晚期（喜马拉雅期第四幕）构造活动强烈，形成大量挤压逆断层，由于断层的形成造成下伏早期形成（生成）的天然气向上运移进入上部圈闭形成“次生气藏”（图2-273），这样的断层多为“控藏断裂”，其沟通的下伏“烃源”可以是气藏、分散状含气层、可供烃的生油气层等。这类气藏主要体现“晚期成藏”特点。

图2-273 洛带气田蓬莱镇组成藏概念模式

B.断裂的存在表明其附近破裂作用相对发育（周文，1998），如果这些裂缝带没有因其他作用而愈合，则一方面改善了储层渗流性，成为流体运聚或产出通道；另一方面，当这类开启性断裂沟通浅表孔隙地层或盆地最浅的盖层以上地层或通天时，造成已有（断裂带附近或连通的）油气藏的散失，具有对成藏的破坏性。如中上扬子地区，除四川盆地外，在雪峰古陆以西的大片地区（图2-274），这种断裂发育，使得油气的保存条件变差。

C.一些深大断裂，可以成为深部侵蚀性流体向上运移的通道，成为断裂带溶蚀、白云化等作用产生的重要地质条件。塔河油田、四川盆地等在深大断裂附近都见有热液活动的痕迹。在塔里木盆地巴楚地区石炭系中沿玛扎塔格断裂带可能存在“断裂白云岩”。

D.当断裂带处于封堵状态时，断裂又可以构成油气圈闭的重要“封堵面”。与断层相关的圈闭类型多，许多断层具有通道或封堵双重作用，关键是断层的形成、活动、封堵形成与油气运聚之间的匹配关系。

E.长期继承性大断裂带，对沉积的控制作用明显，进而也控制了储层的分布，如塔中1、2号断裂带控制了奥陶系良里塔格组礁滩相储层的发育。

图2-274 中国南方主要断裂分布图

9）盆地今构造控制了油气藏现今格局。由于中国海相盆地晚期构造活动强烈，特别是喜马拉雅运动对中国南方、中西部盆地的影响巨大。这种影响一方面使早期油气重新调整、分配、散失，另一方面晚期生成（或相对滞留在烃源岩、油气运移泄流带内）的油气（轻质油或天然气为主）或者早期古油藏裂解形成的天然气进行重新运移、调整、散失。最终部分油气聚集于现今的构造、地层（岩性）、物性、复合等圈闭中，构成现今油气藏的分布格局。

10）区域性盖层的存在是控制大—中型油气成藏的重要因素。在中国海相盆地中，发育的主要区域性盖层有6套。

a.寒武系泥岩、泥灰岩盖层（也是主力烃源岩，分析评价等级为Ⅳ—V类盖层，分布在塔里木、四川盆地、中上扬子等地区。

b.上奥陶统—中、下志留统泥岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，也分布在塔里木、四川盆地、中上扬子等地区。

c.石炭系泥岩、致密灰岩、膏盐岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，分布在塔里木、鄂尔多斯盆地。

d.二叠系泥岩、泥灰岩、致密灰岩盖层，分析评价等级为Ⅲ—Ⅳ类盖层，灰岩类从微观上看封盖性能相对较差（Ⅳ类盖层），但在四川盆地，因存在异常高压而具有“压力封堵”性质。

e.中、下三叠统泥灰岩、石膏盖层，分析评价等级为Ⅰ—Ⅳ类盖层，变化大，石膏分布区为Ⅰ—Ⅱ类盖层分布区。该套盖层主要分布在四川盆地。

f.上三叠统—侏罗系泥岩盖层，分析评价等级为Ⅱ—Ⅳ类盖层，主要分布在四川盆地。

当沉积盆地缺乏区域性盖层时，形成大规模油气积聚的可能性小，局部盖层的存在，形成遮挡也是局部的。中上扬子地区，在湘西、黔中等地区缺乏石炭系至侏罗系区域性盖层，加上晚期构造活动强烈、断裂发育（多数通天），保存条件自然就较差。这样的地区寻找保存条件相对较好又具有成藏基本地质条件的区域，即“成藏地质单元”是勘探应该考虑的重要问题。

（3）主要海相盆地油气分布规律

1）四川盆地海相地层油气分布规律。四川盆地纵向上，上、中、下组合中都有海相地层，现按盆地目前的勘探开发情况和盆地的成藏条件对成藏规律认识如下。

A.下组合地层中天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和古隆起的分布。从目前加里东期古隆起分布在叠合烃源分布及有利储集相带的分布，在川西及川西南成都—乐至—自贡—乐山—洪雅一带是主要的震旦系—寒武系可能的成藏分布区带；在绵阳—盐亭—南充—潼南—威远一线可能是奥陶系成藏分布区带；石炭系成藏分布区在川东及川东北地区。

B.中组合地层中天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和大型“沟源”断裂的分布。从目前烃源分布叠合有利储集相带的分布，主要的成藏分布区带如下：开江-梁平陆棚区台源地带是二叠系生物礁、三叠系飞仙关滩坝相灰云岩气藏的重要成藏区带；川东-鄂西地区的利川-黔江-彭水地区也可能是二叠系生物礁、三叠系飞仙关组滩坝相灰云岩气藏的主要成藏区带；邻水-重庆-永川-宜宾-大足-潼南-广安一带可能是三叠系飞仙关组、嘉陵江组的主要成藏区带；开江及泸州印支期古隆起带可能是三叠系雷口坡组滩相岩溶性气藏的成藏区带之一；川西北天井山古隆起带及周缘是雷口坡组滩相岩溶性气藏的重要成藏区带之一。

C.上组合地层中海相或过渡相地层主要是上三叠统，天然气藏的形成主要受控于储层分布、烃源分布和“沟源”断裂的分布。主要的成藏分布区带如下：川西龙门山前缘中坝-绵竹-孝泉（新场）-大邑-平落坝地区；川中射洪-南充-遂宁地区；广安-大足-潼南地区；川东南赤水-綦江地区等。

2）塔里木盆地海相地层油气分布规律。寒武系及以下深层目前无油气勘探突破，分析主要的成藏区带在塔中隆起北部及塔北隆起南部地区条件较好。

奥陶系岩溶性油气藏分布主要受控于古隆起、岩溶作用强度、烃源分布等因素。因此主要的成藏区带有：塔北隆起南部的成藏区带；塔中隆起北部的成藏区带；巴楚隆起南部（包括玛扎塔格构造带）的成藏区带。

奥陶系礁滩相油气藏分布主要受控于古隆起及继承性大断裂控制的沉积相和储层分布、烃源岩分布等因素。分析的主要成藏区带有：塔中隆起北部①、②号断裂带附近区域的成藏区带及塔中奥陶系台地南缘可能的成藏区带；塔北隆起南部的塔北台地南缘可能的成藏区带；巴楚隆起南部（包括玛扎塔格构造带）可能的成藏区带；巴楚隆起北部方1井-和4井-巴东4井断裂带也是可能的成藏区带。

志留系及泥盆系海相砂岩油气藏，主要受控于沉积相和储层分布、烃源分布等因素。分析的主要成藏区带有：塔北隆起南部到哈得逊油田，到塔中隆起带的南北向可能成藏区带；盆地志留系大面积分布沥青砂岩区带，如分布于盆地中西部卡塔克隆起区、沙雅隆起区、巴楚-柯坪以及顺托果勒低隆地区，这些地区是重质稠油分布地区（图2-174），据估计总的分布面积约3.05×104km2，厚度2～150m，残余沥青量估算为160×108t，也应该作为油气勘探的潜力区带。

3）鄂尔多斯盆地海相地层油气分布规律。鄂尔多斯盆地海相地层目前主要揭示的是奥陶系马家沟组、石炭系—二叠系太原组。奥陶系马家沟组主要是受控于奥陶系顶面加里东中—晚期的控藏不整合面、岩溶作用控制的储层分布和烃源岩分布。主要的成藏区带是榆林-靖边古岩溶斜坡（阶地）成藏区带。分析在北部杭锦旗岩溶台地南缘、南部彬县-韩城台地北缘有成藏条件，可能成为成藏区带。

太原组砂坝相储层的成藏条件主要受控于沉积环境控制下的砂岩储层分布和与烃源岩发育区的配置关系。从目前的资料分析成藏区带主要分布在塔巴庙地区。

一方天然气是多少斤

（1）5.1 LNG应用及主要客户分析

5.1.1 LNG用于发电

LNG项目大部分的气量用于电厂的联合循环发电，LNG电厂与常规燃煤电厂相比，除了大大改善了环保状况之外，在占地和建设周期，调峰机动性等方面都显示了很大的优越性。建设投资相对较低，LNG电厂的单位千瓦造价约为国产脱硫煤电厂的89％，进口设备脱硫煤电厂的60％，核电厂的33％。

5.1.2 LNG用于城市燃气

随着社会的发展、科技的进步以及人类对环境保护的意识增强，近年来，LNG作为清洁能源现备受关注，天然气燃烧后产生的二氧化碳和氮氧化合物仅为煤的50%和20%，污染为液化石油气的1/4，煤的1/800。随着居民生活水平的提高，中小城镇居民更希望能用洁净的能源，由于管道铺投资设费用大，LNG气化站具有比管道气更好的经济性，在中小城镇可用LNG气化站作为气源供居民使用，此外还可用于商业、事业单位的生活以及用户的暖等。

5.1.3 LNG作为工业燃料

天然气作为工业燃料主要用于锅炉和工业窑炉，与煤、燃料油、液化气相比具有明显的优势。天然气作为工业燃料，环境效益明显。以燃烧后排放的CO2作为比较，如煤炭为100，则石油为83，而天然气仅为57，同时二氧化硫和氮氧化物等污染物仅微量排放。通过热值和热效率换算，每立方米天然气大约可替代3.3公斤煤炭，1.5公斤重油和1.3公斤柴油。从价格角度考虑，对煤炭的可替代优势不强，对轻油替代优势比较强，而能否顶替重油则需根据具体情况来确定。

5.1.4 LNG作为汽车燃料

随着我国天然气汽车工业的发展和液化天然气的优良特性，液化天然气汽车正在成为研究热点。通过了解液化天然气汽车的发动机、燃料系统主要组成部分的功能和原理，再回顾我国液化天然气汽车发展历史、应用现状，并且将LNG、CNG和汽油三种车用燃料进行比较，从而可以看出液化天然气汽车比CNGV和汽油汽车更加清洁、安全和经济。

5.2 LNG项目市场定位分析

市场开拓是哈纳斯LNG项目的基础，我国沿海特别是东南沿海经济发达、价格承受能力强的地区, 哈纳斯应以此类地区作为LNG项目的目标市场, 对LNG项目的市场地位和进度的确定应该坚持以下几个原则。

（1）坚持替代能源有经济性的市场定位原则,即LNG只替代单位等热值价格比自身高的LPG、油制品、电、人工煤气, 以及禁燃煤地区的煤。

（2）大力开发居民、工商业团体用户(包括集中空调和热、电、冷联产用户)、特定的大工业用户、LNG 汽车、CNG 汽车等, 适当配置调峰燃气电厂的用气。

（3）用谨慎的市场开发策略。新市场的开发要经过普查→分类初选→优选→意向书和框架协议的程序。

（4）在输气管线没有覆盖的地区积极开拓槽车输送加卫星站汽化的市场, 大力扩展LNG的供气范围。即使在管线覆盖的地区, 也可以考虑用卫星站作为时调峰和管输盲区供气的手段。对市场竞争力最不确定的电厂用户, 要对其承受能力、上网电价、用气比例、实行差别气价的可能性和经济性等作详细分析。

（5）以有承受力和有经济性的用户用量作为市场容量, 以确定LNG 项目的目标市场。LNG市场价只要是原油等热值价格的折扣价, 就具有竞争力。因此,LNG市场定价的重点不仅是一定油价下的气价, 而更重要的是天然气价与原油价的折扣率, 在LNG的价格谈判中要争这个折扣率。

随着管道气的供应越来越充足,同时LNG也大量增加,LNG的下游市场也在发生着很大的变化,从过去传统的城市调峰和高产值工业的使用,逐步转换到了重点工业领域和车船用燃料,所以这两块市场的开发将会成为今后市场竞争的重点,尤其是车船燃料市场已经有好多公司键入,并且现在还处于节能减排的关键时期,部门的支持力度也比较大,所以这块市场的潜力巨大,应该引起哈纳斯足够重视。

5.3 LNG市场开发中的定价机制分析

完善定价机制，从井口气源到终端用户的整个LNG产业链的天然气定价是新型天然气市场发展最重要和最关键的因素，终端用户定价不但会影响销售量，而且对LNG产业链中的基础设施建设也至关重要，因为从各种终端用户得到的收入将决定LNG项目市场定价的经济可行性。

LNG项目市场开发的成功取决于天然气对其他燃料的竞争力，LNG的定价基于竞争性燃料。在亚洲，日本是一个原油净进口国，每年进口油量基本稳定。所以日本将其石油进口到岸价格作为进口LNG的定价参照，这样也就造成了目前东亚地区LNG的定价与原油价格密不可分，因此亚洲的LNG价格高于世界其他地区。制定或指导价不能准确及时反映供需关系的变化，而且这种定价机制无法使生产者和消费者做出长期的承诺，而LNG产业链的基础设施的开发却恰恰需要上述承诺。因此，天然气的定价政策应该把最终用户的支付意愿作为出发点。

19年以前，我国天然气定价用鼓励消费者的成本定价方式，而后用鼓励生产者的成本加成法。但这两种定价机制都未兼顾双方的利益，不能反映市场的供应和需求。完善天然气定价机制的主要措施有：一是放开对天然气生产开发企业的井口价管制，实行竞争谈判定价；二是加强对管输公司的成本核算，实行基于业绩的监管定价；三是打破对地方用气市场的垄断，扩大直供范围，实行监管与竞争定价。

目前，我国LNG下游市场的用户规模仍然很小，只有在LNG气源和下游市场最终用户之间订稳定的长期合同，才可能为大规模的上游开发、液化及运输等整个LNG产业链提供资金支持。气源供应商与LNG购买方之间、LNG购买方与最终用户之间签订“照付不议”合同是确保LNG产业链长期稳定发展而必不可少的最重要的制度保障。“照付不议”合同的核心是买方按照合同规定的天然气质量和双方约定的数量，不间断地购买卖方的产品，无特殊情况下买方不得随意终止或变更合同，只要卖方执行了“照供不误”，买方就要按照合同的不低于“照付不议”的量接收天然气，少接收的气量，要照付气费，留待次年提取(补提气)，确保卖方的气源销售，降低卖方的大规模开、运输气源的市场风险，否则将要承担相应的违约责任。目前来看哈纳斯LNG项目运营初期市场客户会比较少，签订“照付不仪”能很大程度解决LNG销路问题。

5.4 针对不同的下游用户实行不同的定价策略

哈纳斯LNG项目要与下游用户签订“照付不议”合同。其市场定价以实现企业和社会效益最大化为目标，有四个基本定价原则：成本核算原则、利用效率原则、替代对象价格决定承受能力的原则以及市场开拓导向原则。

根据中国今后一段时期LNG下游消费市场的需求曲线，可以把LNG的消费者划分为以下群体：联合循环电站用户，城市民用燃气用户，规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户，炼油、石化等工业燃料用户，制氢和化工原料用户，车用燃料（LNG/CNG加气站）用户，车载罐箱运输的LNG所拓展的各种网外天然气用户。下面按照上述LNG的四个基本定价原则，分析对不同的LNG消费用户应取的定价策略。

5.4.1 联合循环电站用户

此类用户的特点是直接由LNG进行供气, 用气规模大而稳定, 在LNG项目初期, 承担着保证到厂的LNG能按照“照付不议”合同条款稳定消费的重要作用。但是此类用户主要用LNG替代低价的煤炭发电和水电, 竞争力不强, 对LNG 的价格承受能力较低, 因此, 应当使其享受尽可能的低价, 以LNG项目保本为底线。

但是, 目前中国天然气与煤的等热值比价已经达到了2.5～3.0的高位, 我国不可能发展大规模的天然气发电, 所以天然气发电只能在LNG项目启动初期占下游用户的较大比例，发挥市场先驱作用。如果仅仅依靠低价售气给发电用户，LNG项目是难以回收投资成本的。此外，天然气电厂一般只能作为调峰电站，受电网负荷和需求变化的限制较大。随着LNG项目下游市场的逐步开拓，发电用气所占的比例将逐步缩小，这也是全球发展趋势。

5.4.2 城市民用燃气用户

此类用户主要是城市居民、旅店、餐馆等商业用户，天然气主要用于炊事、洗浴供热。其主要特点: 一是城市燃气公司大多已经拥有了一定规模的用户，LNG的消费量相对较小，不可能成为市场开拓的主力；二是用户十分分散，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因此燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高；三是天然气用于低温加热，属于高能低用，利用效率较低；四是在没有管网的城市，天然气主要替代昂贵的LPG，用户的价格承受能力较强。这些特点都决定了城市民（商）用燃气用户价格宜较高，这部分用户是项目早期的主要市场之一，也是投资回收的主要来源。

5.4.3 规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户

分布式能源系统(DES)是在有限区域内用冷热电三联供（Combined Cold Heat and Power, CCHP）技术，通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻水服务的综合能源供应系统，所以总称“冷热电联供，DES/CCHP”。分布式能源有两大优势：一是天然气发电后余热梯级利用，将蒸汽和热水直接供给用户，可以使能源利用效率高达70%～90%，并降低发电成本，使LNG的经济性大大提高。二是发电在10kV电压下就地直供，可避免升降压和远程传输的设备投资，降低电力损失以及运营费用，降低终端供电成本，因而是效率最高的天然气能源利用途径。

适合于在中国推广应用的分布式冷热电三联供能源系统（DES/CCHP）分为满足城市商住建筑群用能需求，满足工业和工业园区对电、蒸汽、热水和冷负荷需求两大类。这两类用户将是天然气下游市场的最大用户。因为相对于现有的城市以电为主的能源供应系统，相对于现有的电、热（蒸汽）和冷分别转换和供应的工业能源系统，DES/CCHP替代的是电或低效率利用的天然气或重油，因其高效和直供而具有很好的经济效益。此外，具有一定规模的DES/CCHP用户，直接从高压干线管道引进天然气，因而供气成本较低，这也为低价销售天然气创造了条件。

就这类用户而言, 供气成本低, 能源利用效率高, 是LNG项目的最大市场。通过扩大这个市场, 可尽快提高LNG的消费量, 降低“照付不议”合同条款对买方的风险。因此, 对这类用户应当实行“薄利多销”的原则, 给予尽可能优惠的燃气价格。

5.4.4 炼油石化企业用户

炼油石化企业等工业用户，将天然气作为制氢原料和燃料，所替代的是目前市场上价格较高的轻烃或重油，这有利于的节约、综合利用和循环利用，有利于减少对国际原油的过度依赖。所以，对这类用户应实行较低价格，鼓励其大量用天然气。

5.4.5 车用燃料(LNG/CNG加气站) 用户

此类用户以LNG或CNG替代大量柴油和部分汽油，有利于提高能源利用效率、改善环境。由于汽柴油的价格远高于LNG的价格，所以这类用户对 LNG价格的承受能力很强。不过，按照广义的成本计价原则，还必须考虑到LNG车辆（LNGV）的开发需要一个完整的产业链做支撑，包括购置LNG发动机（或改装CNG发动机），加装LNG/CNG燃料箱，建设加气站，投资车载罐箱运输公司车队等等。因此，LNG项目公司或燃气公司制定LNG燃料售价，必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间，不可以随意抬高价格。

世界液化天然气市场结构是什么？

1.4348斤

天然气一方大约1.4348斤。天然气在0℃及101325kPa(1个大气压)条件下的密度为0.7174Kg/m^3.根据质量=密度x体积，一方天然气的质量=0.7174Kg/m^3x1m^3=0.7174Kg=1.4348斤。

天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体，如油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等。

天然气主要成分烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般有硫化氢、二氧化碳、氮和水气和少量一氧化碳及微量的稀有气体，如氦和氩等。天然气在送到最终用户之前，为助于泄漏检测，还要用硫醇、四氢噻吩等来给天然气添加气味。

天然气不溶于水，密度为0.7174kg/Nm3，相对密度（水）为0.45(液化)燃点(℃)为650，爆炸极限(V%)为5-15。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。甲烷是最短和最轻的烃分子。

1立方米天然气平均可供一个三口之家做饭和洗澡2天；

1立方米天然气可用来发电4千瓦小时至5千瓦小时。

1立方米天然气大约可以支持家用三厢小汽车(在不堵车的情况下)跑10公里至18公里。

每年冬季都是天然气的需求高峰，而今年的需求增长曲线尤为陡峭。10月、11月全国天然气消费量环比增长均超过10%，远超去年同期水平。即使价格暴涨，多地仍然一“气”难求。华北地区某城市燃气公司负责人告诉《财经》记者，前段时间管道气最大缺口达到5万方/天，只能购买高价进口的LNG现货作为补充，每天因此亏损20万元。

从2004年大规模使用天然气开始，每到冬季，中国便面临气荒，这种局面延续了十余年。2018和2019年是暖冬，需求增长较慢，天然气供应较为充足。今冬，气温骤降、天然气需求快速增长。业界认为，在新的天然气调度体系和产业模式里，上中下游要加快磨合，这是避免今冬气荒的关键。

天然气的作用

1、天然气可用于发电，以天然气为燃料的燃气轮机电厂的废物排放量大大低于燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快。

2、天然气可用作化工原料。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环保性佳、运营成本低。

3、天然气广泛应用于民用和商用燃气灶具、热水器、暖和制冷，以及造纸、冶金、石、陶瓷、玻璃等工业，也用于焚烧和干燥脱水处理。

有关能源价格风险管理资料和论文

世界液化天然气市场的结构影响着当前与未来液化天然气的交易，其关键要素包括大西洋区域和太平洋区域之间的价格差异。当今的市场变化趋势液化天然气可在全球范围内用船运输，尤其是海运船运输。液化天然气的交易以一个供应者和接收终端之间的供销合同（SPA）为标志，也可由一个接收终端与一些最终使用者之间的销售合同（GSA）来完成。绝大多数合同条款为目的地船上交货或工厂交货合同，这意味着销售者负有运输的责任。但由于造船价格低廉，购买方也会选择可靠而稳定的供应方式，越来越多的合同条款为离岸价格，在此条款的约束下，购买方负责运输，购买方可以自己的运输船或与独立的航运公司签署长期合同来完成液化天然气的运输。用于长期交易的液化天然气合同在价格与体积方面都相对灵活。如果每年的合同供应量固定不变，则买方必须购买产品，即使在自己不需要时，也必须为产品付费。液化天然气的合同中，价格限定为亨利枢纽现货价格，而亚洲地区的绝大多数液化天然气进口合同中，是由一种名为“日本原油鸡尾酒（Japan Crude Cocktail，JCC）”指数公式换算出的原油价格来定价的。在亚洲液化天然气的SPA中广泛应用的价格结构为P液化天然气=A+B×P原油，式中A为代表各种非石油的因素，但通常是通过谈判而获得的，在这一水准上可以防止液化天然气的价格下跌到某一数值以下。因此，它的变化与石油价格的波动无关。船上交货合同的典型价格为0.7～0.9美元。B为油价指数的一种等级；典型的值为0.1485或0.1558，原油通常以JCC来标注。P液化天然气和P原油的单位为美元每百万英热单位。有许多公式，如一种S-曲线所划分的某一特定石油价格上半区与下半区，据此可以推测抑制高油价对买方的冲击以及低油价对卖方的冲击。随着中国、印度和美国对石油需求量的急剧增加，石油价格一路飙升，液化天然气价格随之跟进上扬。20世纪90年代中期，液化天然气是买方市场。在买方的要求下，SPA开始在体积和价格方面表现出某些灵活性，买方拥有对合同供应量上扬与下降的灵活性，短期SPA的影响时效不足15年。与此同时，对货船与套汇交易的转换重点确定也是允许的。进入21世纪，市场偏向卖方。然而，卖方已经更加老于世故且复杂化，目前也正提出分享套汇机遇，而且正在远离S曲线的价格体系。然而，虽然人们已经围绕着油气输出国组织的创立进行了大量的研讨与分析，但是，天然气的欧佩克当量与俄罗斯和卡塔尔这两个世界第一和第三的天然气拥有者似乎相悖。如果确定了某一点，市场将依然在买方与卖方之间来回摇摆，至2008年，市场似乎向卖方倾斜，2009年，这种倾斜就偏向了买方一侧，由于与需求量增加相应的液化天然气供给的增加使得2010年将完全成为买方市场。到2003年之前，液化天然气的价格紧随石油价格。从那时开始，输送到欧洲和日本的液化天然气价格低于石油的价格，虽然在合同中，液化天然气与石油价格之间的连接依然十分紧密，但目前在美国和英国市场的价格先是飙升，随后由于供给与储存的变化而又下跌。然而，从长远来看，分析数据表明，在美国、亚洲北部和欧洲的天然气价格正趋于一致。所以，虽然当前在北亚、欧洲和美国之间的天然气价格的差异较高，但价格的套汇将会使全球市场上的液化天然气价格趋同存在。然而，当下液化天然气是卖方市场（对此，净价是价格的一种最佳估计）。买方与卖方之间的市场风险平衡关系正在发生改变。是液化天然气交易中的灵活性增加，在整个价格链上，液化天然气的价值有下降的趋势，液化天然气市场不断有新的参与者进入。大西洋区域与太平洋区域的液化天然气交易量不同，这将继续影响液化天然气的进口量、价格体系以及合同的款项。太平洋区域的能源进口国几乎全部依赖液化天然气，而大西洋区域的消费国则利用本国生产的液化天然气和管线进口的液化天然气，以满足自己的天然气需求。目前的液化天然气市场的变化已经朝着增强灵活性的方向发展。合同中对价格与体积的要求也十分宽松，而且可以对短期需求进行谈判，此外，液化天然气船运中的灵活性也使得短期输送合同量呈增长的趋势。

液化加工、船运和再气化的费用已经下降，生产者的投资费用也下降了。由于液化天然气市场主要由长期合同驱动，这种合同具有与石油产品相关的价格机制因素，然而，较低的加工操作费用并不能促使液化天然气的价格下降，至少短期内如此。在20世纪80年代和90年代初期，大西洋区域绝大多数国家的本地产天然气供应充分，管线输送十分便利，但对于液化天然气的运输就比较困难，结果，进口到大西洋区域的液化天然气就增加得十分缓慢。与国产的天然气供应和管线进口量相比，液化天然气在美国与欧洲市场上的份额依然很小。而在太平洋区域——日本、韩国和省（这些国家和地区，自产的天然气量极少甚至不产，而且没有管线天然气的进口）的情况完全相反。由于在太平洋区域当前的液化天然气进口者们依然没有自产的或管线进口天然气，所以在20世纪80年代和90年代初期，这些国家和地区把购买力转向石油时，它们的液化天然气进口量也迅速增加。在太平洋区域，与价格相比，人们更加注重能源供应的安全性。

天然气水合物评价预测及潜力

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中美能源风险价格管理研讨会

2007年4月27日晚，中华人民共和国驻休斯敦总领事馆灯光璀璨。在首届“中美能源市场开发与风险管理研讨会”召开前夕，总领事馆举行招待会，欢迎前来参会的中国、英国、新加坡等国家和地区以及美国休斯敦、纽约、达拉斯、亚特兰大、巴特摩尔和华盛顿的能源管理专家以及学者代表。

中美能源市场开发与风险管理研讨会是在经济全球化进程加快、中国能源市场日益开放和美国能源市场风险管理日趋成熟的背景下召开的。会议旨在借鉴美国能源市场发展和风险管理的经验和教训，从理论和实践层面对于开放中的中国能源市场的监管提供参考，并对中国能源企业和能源用户的宏观战略决策、微观市场风险管理提供帮助。研讨会由中国旅美专家协会、美国华人石油协会、上海国际金融研究中心、富兰克林管理研究院、《国际石油经济》编辑部共同主办，并得到了中美十二个协办单位和中国驻休斯敦总领事馆的大力支持。

在招待会上，房利代总领事先后用中文和英文发表了演讲。他对会议主办者为研讨做的大量的准备工作给与了高度评价，并表示衷心感谢。他指出，中国加入世界贸易组织为中美能源领域的合作带来了巨大的发展机会。休斯敦作为能源之都，是举办能源市场开发和风险管理研讨会的最佳选择。此次研讨会将为中美两国能源界的交流搭建一座桥梁。他预祝研讨会获得圆满成功。

研讨会李民博士和中国旅美专家协会会长兼研讨会共同杨晓卓博士就本次研讨会的背景和宗旨分别发表了演讲。杨晓卓博士与研讨会共同刘孟博士向大家介绍了研讨会的部分嘉宾，其中包括上海国际金融研究所棋博士、上海期货褚玦海博士、美国国家工程院院士鲍亦和博士、莱斯大学教授温森特?卡明斯基（Vincent Kaminski）博士、SunGard公司资深副总裁赛兰（Sharon Fortmeyer-Selan）女士、中国重庆市对外贸易经济委员会副主任李世蓉博士、普氏公司总裁朱文清女士、摩根路易士能源集团执行董事威廉?海德曼（William F. Hederman）、德勤服务公司能源与部的全球与美国监管政策主管、美国联邦能源管制委员会前委员布兰科?特齐克（Branko Terzic）先生，以及中国石油学会石油经济专业委员会《国际石油经济》月刊主编杨朝红女士。

上海期货的褚玦海博士代表中国来宾就中国的能源期货市场发展发表了演讲。他指出，随着中国经济的快速发展和石油进口量的增加，中国能源市场与世界市场的联系越来越紧密，也使得能源价格风险管理越来越重要。中国以2005年8月上市燃料油期货为开端，正逐步发展石油期货市场。中国在能源风险价格管理领域，可以向美国同行学习很多东西。美国商务部休斯敦商务服务中心主任杜艾尼?普赖斯特莱（Duaine Priestley）代表美国来宾发表了演讲，他表示，对美中能源合作的未来充满信心。

休斯敦“中美能源日”

4月28日上午8点30分，研讨会在休斯敦的万豪国际大酒店隆重拉开帷幕。研讨会台上方悬挂着 “2007年中美能源市场开发和风险管理研讨会”的彩色条幅。会徽中的2007、中美两国国旗和锯齿状的增长曲线，意味着研讨会为2007年中美能源领域交流所起的桥梁作用，表明了与会者通过对话，促进中美能源市场在风险中健康发展的愿望。

研讨会共同《国际石油经济》主编杨朝红女士、研讨会秘书长蒋建军主持开幕式。在蒋建军秘书长的号召下，美国与会代表异口同声地用中文“欢迎”中国来宾；中国代表则用英文的“Welcome”回复。研讨会的内容虽然充满了严肃的学术味，但是从主持人幽默的开幕词和与会者的互动中，全场250位代表感受到了温馨、诚恳、默契、友谊与合作的氛围。

研讨会首先由会议发起人杨晓卓博士代表中国旅美专家协会和研讨会组委会致开幕词。他指出，在2006年底，中国履行加入世贸组织的承诺，开放了石油产品批发市场。作为世界上的能源生产大国和消费国，中国不断增加的石油进口以及日益开放的能源市场，给国际能源公司、金融机构等，带来了巨大的商机。参加本次研讨会的中美两国能源公司、期货交易公司、投资银行和研究机构等，将就能源市场开发和风险管理的各个方面，包括能源政策法规、能源贸易、能源项目融资、替代能源和可持续发展等问题进行交流。大家有理由相信，以此次会议为开端，中美两国将在这一领域保持更加密切的联系与合作。

美国国会议员尼克?兰普森以得克萨斯方言“Howdy, Y'all!"的问候开始了他的欢迎词。他说，“我很自豪能服务于第110届国会，担任国会科学技术委员会能源与环境分会。这个小组委员会对美国能源工业大部分的研究与开发具有管辖权。对美国来说，有一个良好的政策以鼓励这个行业的创新是非常重要的。正如我们所看到的，我们可以推动新颖的、令人振奋的、有活力的能源技术的发展，同时，以我们对环境效应的理解来运用这些新技术进行能源生产。”他指出，中国市场的贸易自由化和投资自由化对美国和中国都是非常有利的。在能源产业，这意味着某些资本货物进口关税的减免，并最终向外国竞争者开放某些领域，例如成品油零售市场。他认为，本次会议将迈出中美两国能源伙伴关系的重要一步。通过这次会议了解扩大国际能源市场所必须的政策，将使中美两国都从中受益。

房利代总领事在他的致辞中，代表中华人民共和国驻休斯敦总领事馆，向中美两国的与会者致以热情的问候，对研讨会的开幕表示热烈祝贺。他指出，中国树立并实施了“互利合作、多元发展、协同保障”的能源安全观，鼓励全社会提高能源利用效率、注重环保，并将节能列在能源政策的首位。同时，将与世界各国共同维护全球范围内的能源稳定、安全与持续发展。中美两国作为世界上煤炭消费与能源消费量最大的国家，在传统能源、新能源、可再生能源，以及提高能源利用效率、降低石油对外依赖、减少废气排放等领域有着广泛的共同利益。休斯敦作为世界能源之都，集能源交易与风险管理的技术与人才于一体。在这里召开这次研讨会有着天然的优势。研讨会为全体与会者提供了绝好的机会和平台，使大家能在一起商讨共同关注的问题，交流想法与经验，增强相互理解，探讨进一步合作。他希望这次研讨会在美国、中国、能源公司、金融机构和专家之间架起一座桥梁，使各方在能源管理领域进一步合作并取得丰硕成果。

休斯敦市议员彼得?布朗用一句中文的“欢迎”向与会者致意，博得大家的一阵掌声。他代表休斯敦市为研讨会送来祝福，同时还宣布2007年4月28日为休斯敦的“中美能源日”，并将比尔?怀特签署的“中美能源日”文告转交给杨晓卓会长。

本次研讨会还收到了得克萨斯州州长里克佩里、中华人民共和国驻休斯敦总领事馆华锦洲总领事、中华人民共和国院侨务委员会经济科技司、中华人民共和国科学技术部国际合作司以及欧美同学会会长，全国人大副委员长韩启德的贺电或贺信。

本次研讨会为期两天，共设立了四个方面的议题，即宏观能源风险、微观能源风险、能源市场建设、风险管理和案例分析。共有36位代表进行了交流发言。其中，中国石油学会石油经济专业委员会在《国际石油经济》编辑部的组织下，提供了5篇交流报告。

研讨会以能源政策与法规为切入点，有五位专家学者做了这一主题的报告。曾服务于美国联邦能源管制委员会的威廉?海德曼先生介绍了美国能源法的一些情况，包括能源政策的主要目的、能源政策的演变、国会的重要能源法规。他还对20世纪美国天然气和电力的发展、联邦能源管制委员会(FERC)和商品期货交易委员会(CFTC)的管辖权进行了案例分析。

在能源风险价格管理和能源市场建设方面，分别有16位和10位专家学者做了报告。来自投资银行、美国能源企业、中国能源企业、部门、顾问企业的高级主管和圆桌会议主持人，就三个著名能源交易企业高达数十亿美元的交易损失问题，从企业战略、风险管理理念、监管、企业高级管理激励机制和实际风险管理技术等方面进行了剖析和讨论，为会议参与者提供了深刻的风险管理实例分析。

本次研讨会既有总会场的主题报告，也有分会场的报告和提问，还有一个圆桌会议的讨论。多样化的会议形式为与会者之间的交流起到了促进作用。

专家观点集萃

本次会议的主要发言内容涉及对当前全球能源市场环境的判断，对加强能源风险价格管理的紧迫性的认识，完善的能源市场应具备的特征，能源监管目标及应发挥的作用，能源风险价格管理的步骤和风险管理框架设计原则，对冲基金在能源期货市场中的作用，风险管理领域需要开展的一些研究课题，以及风险管理的具体内容，例如风险鉴别、风险分类、市场风险和信用风险等之间的相互作用、对冲工具的选择、能源风险价格管理在技术上面临的挑战等。以下选择部分内容，介绍专家的主要观点。

1. 加强能源风险价格管理十分紧迫

美国著名的风险管理专家、莱斯大学教授、前花旗银行常务董事卡明斯基博士和休斯敦大学鲍尔商学院金融系主任库玛教授等指出，当前，世界能源市场面临一系列挑战。首先，能源工业的一体化和全球化趋势越来越强。能源市场的各个领域日益融合，能源市场的高度一体化使局部市场所遭受的冲击会快速蔓延开来。其次，能源市场正处于快速发展演变中。由于新的市场主体——有实力的金融机构和对冲基金的出现，能源期货市场的流动性得以增强，而且新的参与者改变了游戏规则，对价格变化发挥着显著的影响。第三，越来越多的金融投资者将能源商品市场当作新的投资资产类别，一种新的投资渠道由此产生，并出现了许多复杂的、长期的、资本高度密集的交易。由此造成的能源价格不稳定性的增加，使能源生产商和消费者需要开发可靠的风险管理办法。第四，人类社会获得能源的成本将越来越昂贵。在今后的几十年里，我们将面临如何增加能源产量来满足全球需求增长的问题，在这个问题上，技术和融资正面临挑战。开发利用可再生能源和新能源需要先进的技术和大量的资金。但是在基础设施方面目前的投资十分不足，这在将来可能会造成更大的价格波动。此外，油气行业放松管制的趋势将继续下去，这也对加强风险管理提出了更高的要求。中国和印度等发展中国家所处的经济发展阶段，决定了其能源消费将快速增长，并对世界能源价格产生影响。能源市场存在价格波动的市场风险，基础设施的运营风险，以及信用风险和政策风险等等。在能源价格和商品价格非常不稳定的环境中，提升应变能力将决定能源公司的未来生存和发展。因此，开展风险管理的培训和实践对于能源公司特别是经验不足的中国能源公司来说，非常重要且十分紧迫。

2.应培育发展有效的、透明的能源市场

卡明斯基认为：风险管理的关键性因素并不是风险管理的价值，而是培育和发展有效的、透明的能源市场。能源市场的设计和开发是经济政策的重要组成部分，应作为国家重点项目进行实施。能源市场，或者在更广的意义上说，大宗商品市场，能够发挥两个关键性的作用。一个作用是信息处理和信息发现。市场是最高效的信息集和处理工具。第二个作用是发展能够同时传递给能源生产者和消费者的价格信号以产生最佳的配置。

他说，高效透明的能源市场不是一夜之间就能形成的。美国有着最高效、最先进的能源市场，但我们在发展该市场的过程中也犯了不少的错误。我希望中国和其他一些国家能够从我们所犯的错误中吸取教训，避免重蹈我们的覆辙。

他还指出，现货交易市场是能源市场中最重要的组成部分之一，也是最早发展起来的市场。继现货市场之后建立和发展起来的期货市场，交易是标准化的，要么通过电子系统，要么通过公共价格信息系统进行交易，它具有透明的价格，随时可供任何人进行查询。在期货市场中，商品以目前订立的价格在未来进行交割。

然而，设计和发展期货市场是一项复杂和艰巨的任务。事实上，有不少期货市场最终无法继续运作下去，这是由多种因素造成的。我们必须认识到期货市场开发成功与否和期货市场的作用能否得到发挥有许多前提条件。首先，要有比较多的市场参与者，包括大量的市场主体，即卖方和买方，并且没有参与者可以对买方或卖方施加重大的市场影响力；市场流动性好，并有可靠的价格指数。其次，要有支撑期货市场的硬件基础设施，包括用于交割的运输系统，这些系统不能被大的市场主体所控制。换句话说，在对合同有决定作用的基础设施上应没有垄断。当要对任何商品进行交割时，在交割点上的存储和运输设施都应该可供使用。最后一点，也是非常重要的一点，期货市场应受到监管并赢得公众的信任。由于商品市场有时容易受到操控，因此高效的、强有力的监管是非常关键的因素，是成功引入期货市场的前提。

Constellation 能源商品交易集团战略研究部副总裁徐纲博士分析认为，市场的重要作用之一是获取信息。能源市场存在许多不确定性因素，信息集对能源业务来说非常重要。有用的信息是自然汇集在市场中的。在市场中，参与者会希望分享信息并发布信息，这会大大降低信息集的成本。多方竞价而生的价格信息反映了各因素的整体影响效果。

市场的另外一个作用是为市场主体提供一个风险转移的渠道。市场中既存在投机者也存在套头交易者。套头交易者通常要寻找一种保险手段来规避风险，以使他们的业务更稳定。从社会效益的角度讲，市场使人们能够相互转移风险，这对每个交易者都有好处。市场的流动性还能够使公司得到一个资产分配的手段以分散风险。

市场的第三个作用是通过竞争来促进管理和创新，同时抑制不良的市场主体，使劣者淘汰出局。如果市场能够高效运作，经济的运行也会更加高效，同时使成本降低。从的角度讲，市场能够促进能源政策的执行。例如可以通过税收等手段促使企业按照所希望的方向行事。

曾服务于美国联邦能源管制委员会、组建市场监管部门并担任执行总监的威廉?海德曼先生指出，对于一个完善的能源市场来说，能源产品的消费者和生产者应该有自由选择权；市场应有完善的法规制度并得到很好的执行；市场应该具有透明度，商业信息应该畅通；需要取措施，鼓励市场参与者诚信、高效和创新；完善的市场还需要有很好的沟通渠道；此外，市场参与者和官员的道德行为也极为重要。

3.的能源政策目标及应发挥的作用

美国联邦能源管制委员会前委员布兰科?特齐克先生指出：典型的能源政策目标是提高能源效率、保障稳定可靠的供应、保护环境、提供公平的社会补助、取消能源价格补贴。无论一个的政策目标是什么，这些目标必须很明确。如果目标是要引入竞争，那么一定要有完善的制度来监控市场和确保竞争能够发挥作用。这就意味着要发挥监管的职能，必须为市场建立起非歧视、透明的管理制度。还要对垄断的领域进行监管，以保证那些希望能从竞争性的市场中获益的消费者能够公平地获得有竞争力的能源供应。

特齐克先生还介绍了世界银行的观点，即的监管目标应该是保护消费者免受错误的垄断行为的伤害，保护投资者免受错误行为的伤害以及促进经济效率的提高。监管者的职责包括对市场准入、价格、服务质量和条件的监管，以及提供为所有投资者信得过的监管平台。

对于吸引私人资本来说，有一些全球适用的监管原则，包括监管的透明性、及时性、平衡性、可审查性、稳定性及监管者的独立性。

就监管者的独立性而言，监管机构应该不受政治压力的影响；监管人员应该是经验丰富的人员，要基于科学分析、公平的经济分析和准确的判断做决定；还需要有充足的资金来源和资助。另外，非常重要的一点是，在成立新的监管机构时，必须要赢得公众的信任。必须要让公众相信，对垄断进行监管的机构是公正的。

海德曼先生说，在能源产业发展的初期，的能源政策目标仅仅是为了经济增长和国家对的管理。然而今天，的能源政策应促使人们努力实现能源安全、能源效率和经济增长目标的平衡，保护环境，以及合理分配能源产业的成本和效益。

普氏公司总裁朱文青（Victoria Chu Pao）分析了两种可能实现能源安全的途径，一是通过监管直接控制，二是通过全球贸易、市场的透明化和应用现代风险管理工具。同时，她还对是否存在另外一个更好的途径或在两者之间取得平衡的好办法进行了探讨。

她认为，就短期而言，一个迅速发展的国家，例如中国，也许取规制更好一点。但是，随着经济的发展，到一定时候，取更为开放和透明的市场政策会更为有效，“借助全球贸易和风险管理能够帮助实现能源平衡和能源安全的目标。”

朱文青指出，世界上有不少国家试图通过立法来实现国家经济安全，有的国家赋予能源公司垄断性的职能，有的国家以众多官僚机构监管市场行为，有的国家试图创造条件以获得能源的保障。在它们看来，如果石油在本国，就不必对中东担心。只要签订25年的液化天然气供应协议，就能够获得25年廉价的天然气供应。其实不然。

能源安全说到底是价格问题。既然是价格问题，那么，如果想得到廉价的能源,应怎样去实现呢? 许多国家似乎认为最简便的方法就是直接规定价格。朱文青指出，这种方法在全球市场没有像今天这样联系在一起的时候也许有效。但是如今，大宗商品价格是全球性的价格，无论你是否拥有自己的油矿、油井或管道，或者麦田，锁定供应来源都不能使本国经济免受价格变动的影响。同样，试图以固定价格来防止价格波动，也是无济于事的。那样做的结果，不仅原定的廉价能源的目标无法实现，而且由于市场价格信号的扭曲，价格反而会变得更高。

朱文青举例说明，世界各国的汽油价格各不相同。根据普氏前不久所做的调查，欧洲国家汽油价格最高，每加仑超过6-7美元，日本、新加坡每加仑超过4美元、印度为3.8美元，美国约3美元，泰国、越南、印尼在3美元以下，中国是除中东产油国以外的汽油价格最低的国家，每加仑2.11美元。朱文青指出，价格差异主要在于有些国家实行价格补贴，而有些国家对汽油消费课以重税。虽然这都是干预经济的做法，但效果却截然不同。欧洲国家以征收的汽油税补贴农业，中国（美国也类似）是转移其他经济收入来补贴汽油消费。

人为的低价意味着本应投向能源基础设施的投资，会寻求投向更有利可图的行业，其结果是配置效率非常低下；人为的低价还意味着能源需求与消费会无限制地增长。所以，哪一条是实现能源安全的路呢？

朱文青还指出，单靠的管制，并不一定能实现持续的能源安全。市场是由人组成的。做贸易的过程就是交流和对话的过程，就是用自己所拥有的东西换取想要的东西的过程。从本质上说，对话就是一系列的交易。对话包括人与人之间，公司与公司之间，乃至国家与国家之间的对话。因此，朱文青把“市场贸易与对话”作为她的演讲的一个关键词。

她点出的另外一个关键词是“透明度”。她认为，具有良好的透明度是制定有效的监管措施的关键，而市场透明和高效率的核心在于信息畅通和自由竞争。但是提高市场透明度离不开风险管理。

朱文青最后说，我们相信，中国愿意而且能够在全球能源对话中发挥积极作用。我们期待中国在为提高能源效率所做的技术创新方面，在为创造开放、有效率的市场而制定和用新标准方面，包括在新的能源风险价格管理实践方面成为领导者。

4.能源风险价格管理的实践和风险管理工具应用

在公开竞争的市场上，非常需要两种能力，即风险管理和优化价值的能力。卡明斯基先生指出，能源市场的风险管理是一个非常具有挑战性的过程，需要综合运用多种技能。风险管理的第一步是潜在风险的识别，第二步是制定降低风险的策略，第三步是选择确定最佳的风险管理手段，包括选择最佳的对冲（套期保值）工具，第四步是对冲（套期保值）策略的执行。套期保值有一定的成本，必须在套期保值成本和风险降低程度间寻找平衡。在公司层面实现对风险进行监控的关键因素是要投资于风险管理的基础建设，以便有能力在内部对风险管理手段和做出评估。

美国毕马威财务审计公司金融风险管理部高级主管袁先智博士以《能源市场的挑战与风险管理的实践》为题，对能源市场的风险、能源价格趋势曲线建模、能源衍生品定价，特别是中国能源市场的风险管理，包括关键的能源风险参数、风险测量工具、风险评估实践、风险管理框架等做了详尽的介绍和分析。

香港中文大学系统工程和工程管理系冯有翼教授以《价格发现、市场流动性和能源风险价格管理在中国》为主题，介绍了实物期权方法在能源战略评估方面的应用，例如评估对战略石油储备的投资和能源输入的战略部署，帮助能源企业构建风险管理机制，设计和购买适当的风险对冲衍生产品等。他的演讲还讨论了应用摆动期权来规避需求风险，以及通过实物期权方法对排污权的柔性价值进行评估和对排污权进行正确定价等问题。

理解及掌握市场规律需要复杂的数量分析工具。徐纲博士在演讲中，以大量实例说明了数量分析在竞争性能源市场中的应用，其中包括在对长期基本面和企业发展战略分析中的应用，在交易支持及风险管理中的应用，以及如何利用对冲、无风险套利、提供服务和实物期权等获取额外价值。他还举例说明了实物期权在原油储备中的应用。他的结论是：竞争的能源市场有益于经济；能源市场充满风险；有效的数量分析是能源市场的制胜之道；对精通数量分析的市场参与者来说能源市场充满了机遇。

德意志银行（纽约）全球货币与大宗商品副总裁李成军博士指出，美国能源市场的发展之所以领先于世界，主要基石之一在于近十年来美国在能源资产定价及风险管理方面开发了顶尖的技术。李成军博士对这一顶尖技术做了述评，并对能源市场发展中出现的不同的数量分析模型和方法做了总结与比较。他认为，能源资产是高波动、高回报、与其他资产低关联、收入固定、流动性低的独特资产，因而很受投资者的青睐。由于能源资产多种多样，其运作的环境多变，不确定影响因素较多，因此，在能源资产（包括实物资产和金融资产）的数学建模方面存在许多挑战，有效地管理能源资产需要有全面的风险管理经验。

5.能源风险价格管理领域的研究课题

美国乔治亚理工学院数量与计算金融学部主任邓世杰副教授的报告，揭示了能源风险价格管理面临的挑战。他指出：能源风险价格管理需要覆盖更广泛的地区和更广泛的项目，解决与地域相关的风险、长短期跨期风险等问题；需要研究更适用的风险评估的方法，激励公司有效利用市场工具来进行风险管理；需要开发先进的统计工具、建模工具和金融工具，使解决非常复杂的风险管理问题变得简便易行。同时，他也介绍了目前他们正在研究的课题。例如，金融定价工具和交易策略（包括电力、天然气和原油价格曲线模型；能源衍生品；战略石油储备的交易策略），实物资产的投资评价，排放许可证及相关设备的价值评估等。

中美能源专家的心愿

本次研讨会是以中国旅美专家协会、华人石油协会为主的专家志愿者，花费一年多时间，精心筹备组织的。会议从前期策划、准备，到会议结束，始终充满着志愿者们发自内心的热情。据中国旅美专家协会会长杨晓卓介绍，本次会议的主要策划和组织者，都是学有所成并在世界知名大石油公司或投资银行等从事能源交易与风险管理工作的旅美学子，他们不仅有广博的学识、扎实的数量经济学功底、丰富的能源交易和风险管理经验，而且还有风险管理失误的惨痛教训，非常希望在中国能源市场开放和能源风险价格管理事业起步之际，为中国的能源风险价格管理建设做出自己的一些贡献。他们认为，中美之间应当以此次研讨会为开端，在能源风险价格管理方面搭建一个平台，加强交流与合作。威廉?海德曼先生说:“我们美国有很多教训可供中国引以为鉴。我们希望与你们建立起一个具有建设性的、友好的并具有竞争性的关系。因为我们知道，有一个强大的竞争者，会令我们把事情做得更好。我们欢迎公平的竞争。如果你们不重蹈美国和欧洲的覆辙，我相信你们将在同经合组织国家的竞争中赢得巨大的优势。我们目前正陷入一些巨大的、既得的特殊利益当中，对我们下一步需要展开的工作造成了羁绊。如果你们没有这方面的不易改变的利益，便可以轻松开展工作，实现快速发展。”会议期间，主办方与前来参会的中国代表初步商定，2008年将以某种形式在中国举办能源风险价格管理论坛，继续开展深入的探讨和交流；《国际石油经济》编辑部也将继续在会议组织方面发挥自己的作用。

典型天然气管道因素分析

天然气水合物除少部分分布在陆上寒冷的永久冻土带外，绝大多数分布在300～3000m水深的海底沉积物中，勘探开发非常困难。近十几年来，天然气水合物的勘探技术日趋成熟，对评价预测全球天然气水合物的潜力有重要的作用。

一、天然气水合物评价预测技术

目前天然气水合物的评价预测技术有地震技术、测井技术、地球化学技术和标志矿物法等。

1.地震技术

地震勘探是目前最常用、也是最为重要的天然气水合物勘探手段。天然气水合物沉积层具有较高的速度，而天然气水合物沉积层下的地层一般为烃类气体(游离气)聚集区，声速较低，这样水合物底界的强声阻抗就会产生强反射，在地震反射剖面上显示出一个独特的反射界面。此外，由于天然气水合物稳定带界线大致分布在同一海底深度上，因此水合物稳定带底面的反射也大致与海底平行，这种技术由此被命名为似海底反射层(BSR)技术(图10-10)。随着多道反射地震技术的普遍应用和地震数据处理技术的提高，BSR在地震剖面上所呈现的高振幅、负极性、平行于海底并与海底沉积构造相交的特征，是很容易识别的。现已证实，BSR以上烃类气体以固态天然气水合物形式存在，BSR以下烃类以游离气形式存在。BSR是最早也是目前使用最多、最可靠、最直观的确认天然气水合物赋存的地球物理标志，迄今所确认的海底天然气水合物，绝大多数就是通过反射地震剖面上BSR的识别发现的。

图10-10 Blake Ridge地区的BSR(似海底反射)地震剖面

2.测井技术

测井技术的作用主要有:①确定天然气水合物、含天然气水合物沉积物在深度上的分布;②估算孔隙度与甲烷饱和度;③利用井孔信息对地震与其他地球物理资料作校正。同时，测井资料也是研究井点附近天然气水合物主地层沉积环境及演化的有效手段。

在常规测井曲线上，天然气水合物沉积层主要表现为以下异常现象(图10-11):①电阻率较高;②声波时差小;③自然电位幅度不大;④中子测井值较高;⑤高伽马值;⑥井径较大;⑦钻井过程中有明显的气体排放现象，气测值高。

图10-11 天然气水合物层的测井响应特征

3.地球化学技术

地球化学技术是识别海底天然气水合物赋存的有效手段。温度-压力的波动极易使天然气水合物发生分解，因而海底浅部沉积物中常常有天然气地球化学异常。这些异常可指示天然气水合物可能存在的位置，进而可利用其烃类组分比值(如C1/C2)及碳同位素成分，判断其天然气的成因。同时，应用海上甲烷现场探测技术可圈定甲烷高浓度区，确定天然气水合物的远景分布。

在目前技术条件下，利用地球化学方法勘探天然气水合物的主要标志包括:天然气水合物沉积中孔隙水氯度或盐度的降低，水的氧化-还原电位、硫酸盐含量较低，氧同位素的变化等。在分析地球化学数据时，应根据具体实际情况区别对待、综合考虑。

4.标志矿物法

能指示天然气水合物存在的标型矿物，通常是具有特定组成和形态的碳酸盐、硫酸盐和硫化物，它们是成矿流体在沉积作用、成岩作用以及后生作用过程中与海水、孔隙水、沉积物相互作用所形成的一系列标型矿物。

来自海底之下的流体以喷溢或渗流形式进入海底附近时，产生一系列的物理、化学和生物作用。当含有饱和气体的流体从深部运移到海底浅部时，快速冷却形成天然气水合物，并伴生有自生碳酸盐岩和依赖于此流体的化学能自养生物群。这些流体由于其温度较低，被称为“冷泉”流体，以区别于地壳深部高温流体，是寻找天然气水合物的最有效的标志矿物之一。

二、天然气水合物开发技术

从已经形成天然气水合物的地层中开发天然气，实际上是满足天然气水合物发生分解反应的过程。降低地层压力或者升高温度，均可使天然气水合物中的甲烷分子和水分子之间范德华力减弱，从而使固态的天然气水合物释放出大量的甲烷气体。天然气水合物的开发技术目前主要有3种:热激发技术、降压技术和化学抑制剂技术。

1.热激发技术

在天然气水合物稳定带中安装管道，对含天然气水合物的地层进行加热，提高局部储层温度，从而造成天然气水合物的分解。主要是将蒸汽、热水、热盐水或其他热流体从地面泵入水合物层，也可用开重油时使用的火驱法或利用钻柱加热器。电磁加热法比上述常规方法更有效，并已在重油开发方面显示出它的有效性，其中最有效的方法是微波加热方法。热激发法主要的缺点是热损失大、效率很低，难点是生成气体不好收集。

2.降压技术

通过降低天然气水合物层的压力，促使天然气水合物分解。一般是通过钻井井眼的压力降或水合物层之下的游离气聚集层的平衡压力，形成一个天然气“囊”(由热激发法或化学试剂作用)，与天然气接触的水合物变得不稳定，分解为水和天然气。降压开发特别适用于天然气水合物与常规天然气气藏相邻的情况，适合于开发渗透率高和深度大于700m的天然气水合物聚集。该技术的特点是经济，无需增加设备和昂贵的连续热激发作用，可行性较高;缺点是作用缓慢，不能用于储层原始温度接近或低于0℃的天然气水合物聚集，以免分解出的水结冰堵塞气层。

3.化学抑制剂技术

通过注入化学抑制剂(如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等)，可以改变水合物形成的相平衡条件，降低水合物稳定温度，改变天然气水合物稳定带的温压条件，导致部分天然气水合物的分解。该方法十分简单，使用方便，但费用昂贵，作用缓慢，且不适合开压力较高的海洋水合物。

从以上各方法的使用来看，仅用某一种方法来开水合物是不明智的，只有综合不同方法的优点，才能达到对水合物的有效开。降压法和热激法技术的联合使用是目前最受推崇的方案，用热激发法分解气水合物，而用减压法提取游离气体。单从技术角度来看，开发天然气水合物已具可行性，但尚未找到一种在当前的技术条件下比较经济而合理的开方案，天然气水合物的开发现在基本上仍然处于探讨阶段。

三、天然气水合物潜力

1.极地-冻土带天然气水合物

在适宜的高压低温条件下，天然气和水两种常见物质就组合成像冰一样的可燃物质。海洋和极地的广大地区都满足天然气水合物生成的条件，大量的现场研究业已表明，天然气水合物广泛分布于永久冻土带和陆缘的海底沉积物中(图10-12)。全球储存在水合物聚集中的天然气量大，目前预测的天然气量跨度也很大，超过3个数量级，从2.8×1015m3至8×1018m3(表10-3)。最新估算结果认为(江怀友等，2008)，全球天然气水合物量约(0.1～2.1)×1016m3。尽管各种估算都带有推测性和不确定性，即使根据最保守的估算，天然气水合物的勘探潜力也是巨大的。目前，较为公认的是3000×1012m3。通常认为，全球98%的天然气水合物分布在海底沉积物中，只有2%分布在陆地冻土层中。

表10-3 全球天然气水合物中的天然气量评价

续表

注:天然气量的单位为m，标准压力和温度条件:1atm和20℃。

图10-12 永久冻土带和陆缘海洋沉积物中实际勘测和推测的天然气水合物位置

全球极地-永久冻土带地区(北极、南极和青藏高原)的陆地面积为1.1×107km2，天然气水合物量在1.4×1013m3至3.4×1016m3之间(Meyer，1981;McIver，1981;Trofimuk et al.，17;MacDonald，1990;Dobrynin et al.，1981)。青藏高原多年冻土带面积广阔，占高原总面积的61%，世界多年冻土面积的7%，达1.588×106km2，陆相盆地和海相盆地都具有良好的生油气条件，具有天然气水合物形成的条件，有可能形成具有一定规模的水合物聚集，其中羌塘盆地、可可西里陆相盆地区、祁连多年冻土区等都是较好的勘探靶区(黄朋等，2002;陈多福等，2005;祝有海等，2006;卢振权等，2010)。

2.陆缘天然气水合物

陆缘包括被动与活动大陆边缘，全球海洋天然气水合物的量在0.2×1015m3至7.6×1018m3之间(Meyer，1981;Milkov et al.，2003;Trofimuk et al.，17;Klauda et al.，2005;Kvenvolden，1988;MacDonald，1990;Kvenvolden et al.，1988;Dobrynin et al.，1981)，主要分布在:①分隔的大洋外部，包括主动大陆边缘或被动大陆边缘地区;②深水湖泊之中;③大洋板块的内部地区。例如西太平洋海域的白令海、鄂霍次克海、千岛海沟、日本海、日本四国海槽、南海海槽、冲绳海槽、台湾西南部海域、台湾东部海域、环南中国海的东沙海槽、西沙海槽、南沙海槽与南沙海域、苏拉威西海、澳大利亚西北海域及新西兰北岛外海;东太平洋海域的中美海槽、美国北加利福尼亚-俄勒冈岸外海域、秘鲁海槽;大西洋西部海域，即美国东南部大陆边缘的布莱克海台、墨西哥湾、加勒比海及南美东部岸外陆缘海;非洲西海岸岸外海域、印度洋的阿曼湾、孟加拉湾、北极的巴伦支海和波弗特海、南极的罗斯海和威德尔海、内陆的黑海和里海等。

3.中国海域天然气水合物

我国海域蕴藏有丰富的水合物，具有水合物形成所需温压条件的主要是南海(南海陆坡面积大于120×104km2)和东海(东海陆坡即冲绳海槽西坡面积约为6×104km2)。

根据BSR的出现，将南海海域划分为11个水合物远景区，统计各区的水合物有效分布面积，最后得出整个南海海域BSR有效分布面积为125833.2km2，水合物稳定带的厚度介于47～389m之间(杨木壮等，2008)。姚伯初等(2006)、杨木壮等(2008)预测南海海域的水合物量分别为6.435×1013m3、6.9305×1013m3和7.632×1012m3。

对于东海海域，杨木壮等根据该海域的海底温度、地温梯度、海水深度和盐度参数，计算水合物稳定带的分布面积为5250km2，稳定带厚度介于50～491.7m，最终预测东海海域的水合物量约为3.53×1011m3。

估算海底天然气水合物中甲烷量，一般考虑天然气水合物分布范围、水合物稳定带厚度、沉积层的孔隙度、水合物在空隙中的浓度，以及水合物分解甲烷的膨胀系数等因子，其中水合物稳定带厚度在天然气水合物评价中具有重要意义(Xu et al.，1999)。天然气水合物稳定带是指在特定的温度-压力条件下，天然气与水合物可以达到相平衡，结合形成天然气水合物地区带。根据水深、海底温度和地温梯度这3个重要参数，即可计算确定特定区域天然气水合物稳定带的厚度。在此基础上，根据天然气水合物烃气系统的综合特征，再进一步确定可形成高丰度天然气水合物聚集的可能勘探靶区。最有利的现实勘探方向是处于水合物稳定带中的极地砂岩储层和海洋砂岩储层，当然还要具体分析天然气的源岩品质、天然气的供应量是否充足、运移通道是否发育等因素，最后确定勘探目标。

天然气水合物的能量密度高、杂质少、储量规模大，是一种洁净型能源。勘探开发天然气水合物，增加天然气产量，可以逐步改变我国能源结构现状，同时也可以减少大量燃煤造成的环境污染，具有广阔的勘探前景。

以某输气管道为例进行分析（以下称C管道），C管道设计操作压力6.4MPa，管道设计输量为20×108Nm3/a，干线管径Φ660mm×8mm，钢管等级L415。管线干线全长900km。全线共4个压气站，压气站位置及高程如表3-15所示。

表3-15 管道站间距及高程表

根据管道实际情况，选取主要站场建立模型，分析各参数变化时整条管道能耗的变化情况。由于C管道各压气站都用燃气轮机驱动，所以将计算得到的压缩机轴功率全部转化为机组耗气量，天然气的热值按35588 kJ/m3计算，燃气轮机的效率取30%。天然气折标煤系数按13.3 tce/104m3计算，即1万m3天然气折合13.3t标准煤。

选取的能耗影响因素为输量、环境温度、出站温度、出站压力等。

1.输量对生产单耗的影响

利用已经建立好的模型，设定一定的管道基础参数[管径660mm、壁厚8mm、管壁粗糙度0.01mm、总传热系数1.212W/（m2·K）等]，地温设为10℃，出站压力设为6.4MPa，出站温度为40℃，在设计输量20×108m3/a上下调整其输量，计算管道能耗和管存的大小，如表3-16所示。

表3-16 输量对生产单耗的影响

图3-9 不同输量下单耗变化曲线

根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和输量的关系曲线如图3-9所示。

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，单耗呈单调上升趋势；并且输量越大，能耗增加的幅度也越大。

在设计输量下，输量增加10%[（20～22）×108m3/a）]，生产单耗上升12.24%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的1.224倍；

在低输量下，输量增加14.28%[（14～16）×108m3/a）]，生产单耗上升8.98%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的0.628倍；

在高输量下，输量增加6.67%[（30～32）×108m3/a）]，生产单耗上升20.09%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的3倍。

单耗和输量拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理